本发明涉及石油钻井技术领域，进一步地说，是涉及一种改善有效支撑剖面的压裂方法。本发明可用于碳酸盐岩、砂岩、页岩等储层，即可用于直井，也可用于水平井水力压裂。
背景技术：
目前，常规压裂技术形成的裂缝支撑剖面不尽合理，如支撑缝高在近井地带远超过有效砂层厚度，而在远井地带支撑缝高又逐渐低于有效砂层厚度，而且因为普遍存在的过顶替现象，致使近井裂缝导流能力可能大幅度降低甚至降为零。另外，由于某种规格的支撑剂都是有一定的粒径分布范围(如70/140目粒径212-106μm，40/70目粒径425-212μm，30/50目粒径600-300μm，20/40目粒径850-425μm)，在裂缝的高度上一般分层性不好，因此，需要研究提出一种新的压裂技术，以改变上述技术的局限性，并取得更好的压后效果。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种改善有效支撑剖面的压裂方法。针对常规压裂技术形成的裂缝支撑剖面不合理情况，通过对施工排量、压裂液黏度、施工液量、支撑剂类型、破胶剂注入程序等施工参数综合优化，有效控制造缝高度和支撑缝高，改善裂缝有效支撑破面，以解决目前技术的局限性，实现储层增产效果的最大化。
本发明的总体技术思路：
(1)应用多因素方法控制造缝高度
如造缝高度控制不好，则支撑缝高更难以控制。尤其是缝高向下延伸更多时，支撑缝高更难以有效进行控制。
控制造缝高度的方法主要包括排量，液量及压裂液黏度等。以往采用恒定的施工参数难以获得理想的效果。后来采用阶段变参数的方法，但变化参数次数有限，造缝高度控制有进一步改善的空间。
本发明采用连续无级变化参数模式，即施工参数从低到高随时变化，但不同参数的变化速度不同。通过模拟分析发现，排量对造缝高度的影响比较大，其次是压裂液黏度，最后是液量。由于液量与排量不具相互独立性，因此，主要通过排量和压裂液黏度两个参数来控制造缝高度。为获得最佳的控制造缝高度的效果，排量随时间的上升速度设计为最慢，压裂液黏度可适当较快，考虑到常规的液罐要提前配液且注入时连续变化黏度难以控制，因此，本发明推荐连续配液模式。采用上述方法，造缝高度沿缝长方向应是接近均匀分布的。否则，造缝高度越往裂缝端部越小，后续要提高裂缝远端的支撑缝高几乎是不可能的。
为增加上述造缝效果，注入的早期阶段，可注入230-140目上浮剂及下沉剂，为增加上浮剂及下沉剂对裂缝上下末梢处的控缝效果，利用低黏前置液携带，并在上浮剂及下沉剂注完后适当停泵2-3min。
对于缝高向上下延伸程度不同的情况而言，可通过优化射孔位置或采用变孔径射孔模式来进行缝高的有效控制。即，如缝高易向下延伸，可将射孔段整体上抬或在上部孔眼采用大孔径，下部孔眼采用小孔径等方式进行控制。反之，则采用与上述相反的措施。
(2)支撑缝高的有效控制
理想的支撑缝高是支撑缝高与砂层有效厚度相等，且支撑缝高从井筒处直到裂缝端部的高度接近相等。另外，支撑剂导流能力在裂缝的长度及高度上没有差别。由于缝宽非常小，缝宽方向的支撑剂导流能力差别消失了或忽略不计。
根据模拟结果，裂缝几何尺寸的扩展速度是不同的，当液量达到总液量的20％以上时，裂缝的长宽高等参数已基本达最终几何尺寸的70％左右。因此，理想的支撑剂开始注入的时间就可设置为上述液量的20％左右为宜。
在加砂阶段，由于裂缝内的温度场是逐步降低的，因此，携砂液阶段的黏度应是逐步降低的。该阶段的目标是在保证加砂安全的前提下，对裂缝导流能力的伤害也最低。
如是缝高更易向上延伸，首先优化破胶剂注入程序，确保顶替时裂缝内的所有压裂液全部彻底破胶，破胶液黏度低于2mpa.s，再关井几分钟，具体关井时间要由井底裂缝闭合压力反推井口闭合压力来确定，并在井口闭合压力之上2-3mpa时进行再次注入。由于黏度较低，又关井一段时间，支撑剂沉降比例较高。且小粒径支撑剂因黏滞阻力小而沉降速度较快，利用不同粒径支撑剂(即使是20-40目或其它粒径的支撑剂，也有粒径大小相差二倍左右的不同支撑剂颗粒分布)的重力作用实现支撑剂在裂缝高度上的自然分异。而此重力分异作用更有利于提高裂缝的导流能力，否则，粒径大小不一的支撑剂分布，小粒径支撑剂会有一部分充填于大粒径支撑剂的孔隙中导流能力会受到较大程度的降低影响。
此时，裂缝还未完全闭合，大部分支撑剂已沉降到裂缝中底部，形成了相对稳定的沉降砂堤，适当低的注入排量，顶替液有利于在裂缝沉降砂堤的顶部流动，将井筒处超过砂层有效厚度的高度上的支撑剂逐步推向裂缝中远端，从而利于实现沿缝长方向上的支撑缝高接近相等的目标。但顶替排量要适中，如太高，井筒处的支撑缝高可能过低，如太低，裂缝中远端的支撑缝高可能不足。考虑到恒定的顶替排量一般会形成恒定沉降高度的砂堤，且越往井筒砂堤高度越大，因此，可采取2-3级变排量顶替的策略。
如此时没有过顶替，可一直关井直到支撑裂缝完全闭合。如过顶替了，可立即返排，利用裂缝没有闭合的有利契机，将远离井筒的支撑剂重新回流到井筒处，从而避免了所谓的包饺子效应。
但如裂缝高度过度下延，只有压后立即强制排液，加速裂缝的闭合进程，促使绝大部分支撑剂在有效砂体的厚度内起到支撑作用。
本发明的目的是提供一种改善有效支撑剖面的压裂方法。
包括：
(1)关键储层参数的评价
(2)裂缝三维起裂扩展规律研究及施工参数的优化
(3)射孔作业
(4)前置液变参数造缝施工
起步排量取优化排量的40％-50％，等液量达到总液量的15％-25％时，排量达到设计优化的最高排量；
(5)支撑剂的注入施工
在液量达到总液量的15％-25％时开始支撑剂的注入；按(2)优化的施工参数及加砂注入程序进行施工；
(6)顶替作业
(7)后续段施工，重复(3)-(6)的步骤，直到最后一段压完为止。
其中，优选：
步骤(4)，压裂液的黏度也由低到高变化，压裂液黏度每次增加幅度为最高黏度的30-40％，直至增加至最高黏度，起步黏度取最高设计黏度的2-5％；
步骤(4)，上浮剂及下沉剂在总液量的5-10％时开始注入，排量采用当时压裂液的注入排量；注入结束后适当停泵2-3min，然后进行后续压裂液的正常注入施工。
步骤(5)，压裂液在170s-1剪切2小时的黏度维持在70mpa.s以上。
步骤(6)，在(5)中按携砂液结束时裂缝内压裂液同步彻底破胶。
步骤(6)，如果裂缝更易上延，停泵一段时间，停泵时间由井底闭合压力反推井口的闭合压力，并在井口闭合压力以上2-3mpa时再次起泵；即：停泵时间是根据井口压力来控制，即井口压力降低至井口闭合压力以上2-3mpa时再次起泵；井口闭合压力是根据井底闭合压力计算而得。按步骤(2)中的顶替液量进行注入施工；
如计算的沉降砂堤顶部高于有效砂体顶部距离占有效砂体厚度的10％以内，则2-3级变排量策略进行顶替，最高排量为步骤(2)中优化的最高排量，最低排量取最高排量的70％，中间的变排量可按等间距插值的方法确定；
如沉降砂堤顶部高于有效砂体顶部距离占有效砂体厚度的超过10％，按最大设计排量进行施工。
步骤(6)，如果缝高易于下延，压后立即排液。
排量控制在0.1m3/min以內，总液量控制在5m3以內。
本发明具体可采用以下步骤：
(1)关键储层参数的评价
包括储层岩石的岩性、物性、敏感性、岩石力学参数及地应力参数(包括纵向上的分层地应力剖面)等。具体评价方法包括测井、录井、岩心实验等。
井间储层参数及其分别规律，应结合区块或井组的产量动态历史拟合及压裂施工资料等的定性或定量反演获得。
(2)裂缝三维起裂扩展规律研究及施工参数的优化
在(1)的地质参数精细评价的基础上，应用适合多层裂缝扩展模拟gofher商业模拟软件，考察目的井层裂缝三维扩展规律。应用正交设计的方法，考察不同的射孔参数(射孔井段位置、孔眼直径等)、压裂液黏度、排量、液量等对裂缝扩展形态及几何尺寸的影响。
优化的目标是造缝形态及几何尺寸最大限度地有效覆盖目的砂层，且裂缝远端的造缝高度与砂层厚度尽可能接近。
根据该阶段的模拟结果，获得理想的造缝形态及几何尺寸的各种参数的范围，变参数设计应在此参数相对有利的范围内进行。
(3)射孔作业
在(1)-(2)的基础上，优选射孔井段及有关射孔参数，使造缝形态及几何尺寸最大限度地覆盖有效砂体。由此进行对应的射孔作业。
(4)前置液变参数造缝施工
在(2)的模拟结果基础上，进行对应的变参数施工。起步排量可取优化排量的50％左右，等液量达到总液量的20％时，排量应达到设计优化的最高排量。其间的变排量施工可采用等间距的多级台阶式方法执行。
与排量相对应，压裂液的黏度也由低到高变化，起步黏度取最高设计黏度的2-5％即可，模拟结果证实，对没有天然裂缝的低渗特低渗储层而言，即使用黏度仅1mpa.s的清水压裂液，造缝效率也达到高黏度压裂液的80％以上。变黏度的时机可与变排量的时机同步。具体要求与排量要求相同，在此不赘。
上浮剂及下沉剂在总液量的5-10％时开始注入，排量采用当时压裂液的注入排量。注入结束后适当停泵2-3min，然后进行后续压裂液的正常注入施工。
(5)支撑剂的注入施工
在液量达到总液量的20％左右时开始支撑剂的注入。按(2)优化的施工参数及加砂注入程序，进行正常的施工。
在此阶段，考虑到裂缝内的压裂液温度是逐步降低的，根据裂缝内温度场的模拟计算结果，优化压裂液配方，使其在170s-1剪切2小时的黏度维持在70mpa.s以上，而不能以油藏的温度确定一成不变的压裂液配方。
根据步骤(2)模拟的支撑剂注入程序进行正常的压裂施工。
(6)顶替作业
在(5)中按携砂液结束时裂缝内压裂液同步彻底破胶为目标，适时追加破胶剂，促使绝大部分支撑剂沉降，由于裂缝高度控制较好，支撑剂的沉降不会突破到有效砂体的下隔层中去。
按思路(2)的要求，对裂缝更易上延的情况，适当停泵一段时间，停泵时间由井底闭合压力反推井口的闭合压力，并在井口闭合压力以上2-3mpa时再次起泵，按步骤(2)中优化的顶替液量进行注入施工。如计算的沉降砂堤顶部高于有效砂体顶部距离不大，如只占有效砂体厚度的10％以内，则可2-3级变排量策略进行顶替，最高排量为步骤(2)中优化的最高排量，最低排量可取最高排量的70％，中间的变排量可按等间距插值的方法确定。但如上述距离较大，可按最大设计排量进行施工。
按思路(2)的要求，对缝高易于下延的情况，直接强制裂缝闭合，即压后立即排液。但为防止裂缝吐砂，先小批量返排，可控制在0.1m3/min以內，总液量控制在5m3以內，因为只要小部分液体返排，缝口处裂缝就可闭合。
(7)后续段施工，重复(3)-(6)的步骤，直到最后一段压完为止。
(8)钻塞、整体返排及求产等，参照常规流程，在此不赘。
与现有的常规压裂技术相比，本发明所述提出了一种全新的压裂技术，压裂过程中不再采用单一或有限组数的施工排量、压裂液黏度等施工参数，而是在储层参数评价基础上，采用连续无级变化参数模式，对施工排量、压裂液黏度等施工参数进行优化，并结合支撑剂类型、射孔方式、破胶剂注入程序等优化。
本发明可有效控制造缝高度和支撑缝高，改善裂缝有效支撑破面，增强裂缝对油气渗流通道的供给能力，最大限度地挖掘储层的增产能力。
现场施工也具备可操作性，施工时采用现场连续配液模式，不同施工排量一般能满足要求。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例：
a井，目的层段岩性为灰色荧光含砾细砂岩，天然裂缝较发育。目的层压裂井段为3248.09-3259.72m，储层平均杨氏模量23.6gpa，平均泊松比0.23；目的层与上部隔层的应力差约为8mpa，与下部隔层应力差约为4mpa；目的层温度为107℃。为了解该目的层的含气性及产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，借鉴本专利提出的工艺方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下：
(1)射孔作业：基于储层岩石的岩性、物性、敏感性、岩石力学参数及地应力参数评价和gohfer软件模拟计算，优选出射孔井段为3250.5-3255.5m，射孔密度为16孔/m，相位角60°。
(2)施工参数优化：基于gohfer软件正交模拟计算优化，总液量为1100.0m3，施工排量为2.0-6.0m3/min，支撑剂总砂量为75.0m3。
(3)前置液阶段：起步阶段排量为2m3/min，压裂液黏度为3mpa.s。注入液量达到50m3时，排量提升至3m3/min，改用黏度为10mpa.s压裂液。注入液量达到60m3时，开始注入上浮剂及下沉剂，排量保持3m3/min；注入结束后停泵3min。
(4)支撑剂注入：注入液量达到220m3时开始注入支撑剂，根据裂缝内温度场的模拟计算结果，支撑剂注入前期裂缝内压裂液温度较高，采用高黏度压裂液体系，配方为：0.50％srfp-1增稠剂+0.25％srfc-1交联剂+0.3％srcs-1防膨剂+0.1％srcu-1助排剂；后期裂缝内压裂液温度降低，采用中黏度压裂液体系，配方为：0.35％srfp-1增稠剂+0.3％srcs-1防膨剂+0.1％srcu-1助排剂。
(4)顶替作业：目的层段上隔层遮挡条件较好，裂缝易向下延伸，采取压后立即排液措施。初期排量控制在0.1m3/min，总排液量为4.5m3。
按上述步骤对该井进行了压裂施工，现场施工工艺取得成功。结合该井压后井温测井解释结果及压后裂缝二次模拟结果，证实该井压裂缝高控制良好(缝高16m)，裂缝主要集中在储层裂缝中延伸。该井压后取得了较好的效果，压后初期日产气量为4.5*104m3/d，半年后日产量稳定在3.0*104m3/d左右。
通过该井的先导试验证明：借鉴本专利提出的工艺方法，压后初期日产气量达到邻井的2～3倍左右，且压后产量递减明显慢于邻井或邻区块，压后稳产及有效期明显增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。